大唐珲春公司加强节能工作建节约企业

电力18讯：    
    在建设节约型企业过程中，大唐珲春公司结合自身特点和具体实际，以抓降低煤耗、减少燃料成本为突破口，动员广大干部职工千方百计在节约原煤上下功夫，取得了明显的成效。

    胶球冲洗 降低凝汽器端差

    珲春发电公司一期工程两台100MW机组投产初期，凝汽器端差在12℃左右居高不下，严重影响机组经济运行。该公司组织生产技术人员成立攻关组，经过长期的分析、总结和摸索，总结出了低谷采用干燥法清扫凝汽器铜管的办法，取代以往的高压水冲洗法。该项措施实施后，机组的凝汽器端差较以往降低了3―5℃，正常运行中凝汽器端差能控制在6℃以内，凝汽器真空相同工况比较提高了1Kpa以上。经计算机组发电煤耗率下降3克/千瓦/时以上，年可节约标准煤3900吨，折合人民币105万元，收到了良好的节能效果。

    改造轴封系统　增加机组功率

    在机组运行过程中，珲春公司专业技术人员根据对多次汽机试验数据统计结果发现，汽轮机轴封系统运行参数与设计值偏差较大，尤其是汽机二次漏汽压力高出设计值较多。为了减小热损失，根据对汽机热力系统的综合分析，提出将二次漏汽管路引入地点由1号低加改至2号低加的建议，并在1号机小修中对其进行了改进。投入使用后运行状况良好，进一步提高了二次漏汽回收利用蒸汽的品位，减小了热损失。2002年2号机也进行了相同改造。改进后使机组多增加内功率101.23 kW，装置效率相对提高0.097%，机组热耗率降低8.97 千焦/(千瓦/时)，使标准煤耗率降低0.36 克/(千瓦/时)，由此单机可节约标准煤260 吨/a效果良好。该项成果获吉林省电力公司2003年科技成果三等奖。

    通流部分改造　提高发电能力

    目前在役的大多数100 MW汽轮机设计于20世纪60年代，设计缸效率远远落后于当代汽轮机水平，经济性差。为提高机组出力，降低发电煤耗，节约能源，延长机组寿命，珲春发电公司在1、2号机组大修时，将汽轮机转子、隔板及隔板套返厂改造。哈尔滨汽轮机厂参考200 MW汽轮机高、低压缸改造的成功经验，对100 MW汽轮机高、低压缸改造了通流部分，按汽轮机全三维设计技术设计结构。通过珲春发电公司、吉林省电力科学研究院、哈尔滨汽轮机厂三方有关技术人员对1、2号机进行的改造前、后热效率试验显示，1号机发电热耗率由改造前的9 315.71 千焦/（千瓦/时）降至改造后的9 135.21 千焦/(千瓦/时)，低压缸效率提高了5.69%，机组发电煤耗率降低6.1克/(千瓦/时)，每年可节约标准煤4350 吨，改造后机组在原额定进汽量不变的情况下出力增加2 MW。2号机改造后发电热耗率降至8 909.8 千焦/（千瓦/时），机组发电煤耗率降低13.8克/(千瓦/时)，每年可节约标准煤9750 吨，改造后机组在原额定进汽量不变的情况下出力增加6 MW，提高了机组的发电能力。�

    合理分配负荷　实现经济运行

    2002年，该公司生产技术部根据1、2号机组热耗率随负荷变化情况，在保持机组总负荷不便的前提下，按照机组加权平均热耗率最小的原则，重新分配各运行工况下每台机组所带负荷量，经实施机组热耗率下降22.28 千焦/千瓦/时，机组标准煤耗率降低0.85 克/(千瓦/时)，年节约标准煤870 吨，折合年节约资金23.66万元。

    增装疏水装置　消除设备隐患

    针对1、2号机组投运以来，凝汽器循环水出口温度甲乙两侧偏差大的问题，经过长期观察，发现凝汽器运行中存在排汽温度高的一侧，循环水出口温度低，抽空气管管壁温度低；排汽温度低的一侧，循环水出口温度高，抽空气管管壁温度高的现象。通过对这一现象的分析，结合以往对凝汽系统的各种检查，仔细对各种影响因素进行排查，确定造成凝汽器循环水出口温度甲乙两侧偏差大的主要原因是凝汽器气阻大，应在凝汽器侧壁开孔检查汽侧通道。结果在检修人员对1号机凝汽器侧壁开孔检查时，发现了凝汽器侧壁汽室积水的重大设备隐患，检修中在侧壁汽室和热井之间加装了疏水管，消除了凝汽器循环水出口温度甲乙两侧偏差大的问题。投入运行后，凝汽器循环水出口温度甲乙两侧相差1℃左右，相同工况比较真空提高约了1Kpa，机组标准煤耗率降低3 克/（千瓦/时），节能效果十分显著。同时解决了凝汽器侧壁气室积水的重大设备隐患。此项成果获吉林省电力公司2003年科技成果二等奖。

    抬高水位计量　降低疏水温度

    在实际运行过程中，由于高加自动控制水位偏低，造成高加疏水冷却器有很大面积处在汽侧状态下工作，起不到疏水冷却的作用，使高加疏水温度偏高，增加了高加疏水对三段抽汽的排挤，增加了运行热损失。经该公司技术攻关组研究决定，将高加电接点水位计量筒向上<